评论｜疫情预计对2020年全社会用电量增幅负影响约0.46～1.39个百分点

近年来，发电企业正在围绕供给侧结构性改革主线进行结构调整，并处于绿色发展、转型升级、新旧动能转换的关键时期。当前一段时期突发的新冠肺炎疫情对国民经济、社会生产及人民生活造成一定程度的影响，同时也间接影响全社会用电量。疫情当前，发电企业的首要任务是全力保供；疫情后期，发电企业则要思考在稳中有变、变中有忧的环境中如何谋划长久、行稳致远。虽然我们很难对疫情影响的深度与广度做出精准预判，但是面对较多不确定性，发电企业可早做预判、提前作为、扎实推进，在防疫抗疫过程中既充分发挥企业应急保电的社会责任，又能够通过有效应对将经营所受影响降至最低。为此，对疫情影响及对策做些粗浅分析，以期具有一定参考意义。

（来源：微信公众号“能源研究俱乐部” ID:nyqbyj 作者：中国华能集团有限公司辛长胜）

一、影响分析

整体电量方面。有关专家参照2003年SARS疫情影响程度并结合现阶段经济体量，将此次新冠肺炎疫情对经济影响的持续时间、范围广度等分为乐观、中性、悲观三种情形，对应预估GDP增长影响分别为0.5、1、1.5个百分点。2019年全年GDP总量为99.08万亿元（增速6.1%）、全社会用电量7.23万亿千瓦时（增速4.5%），2016～2019年四年来我国电力弹性系数分别0.73、0.97、1.29、0.74，加权平均并结合疫情三种情形下对GDP影响值后，预计对2020年全社会用电量增幅负影响约0.46～1.39个百分点、电量影响约在330～1000亿千瓦时左右。

用电产业方面。2019年全社会用电量产业占比分别为第一产业1.08%、第二产业68.32%、第三产业16.42%、居民用电14.19%。短期来看，疫情会因春节假期延长、外贸出口受限等因素对一季度的服务业、制造业用电有所影响。全年来看，受产业结构转型调整、贸易分歧、房地产增速放缓等因素影响，制造业、传统高载能行业用电量增速会受影响。鉴于加大基建投资是对宏观经济逆周期调控的手段之一，一季度受限但后期会有所回升，所以全年来看高载能行业用电量会略有下降但降幅不大。同时，疫情防控产生了大量如医药健康、卫生防护、应急物资、绿色食品、交通物流等领域的新需求，再加上更多的由线下转为线上、人工转为机器、现场转为远程、手动转为智能等场景转换需要更大规模的数据中心、网络设备的支撑，会带来一定规模的新增产业投入，以上领域及数字信息、网络通信等及上下游产业链设备制造等方面用电量与往年相比会有较大增幅。

负荷区域方面。此次疫情对华中、华东、华南地区工业制造业、服务业具有一定程度影响，这些区域电力负荷在一季度会有明显下降。以电力大用户之一的汽车制造企业为例，湖北省占全国汽车总产量10%，目前业内预测今年一季度全国汽车产量因疫情影响同比下降约15%；受延迟开工影响，预计河南省一季度用电量同比下降约7%～10%。其他省份企业受延迟开工影响，电力负荷会出现短期暂时下降，随着疫情逐步控制、企业陆续复工，其他区域电力负荷会在后期有所回补，影响不大，但与贸易出口相关的产业会受内外部环境综合影响而用电量增速有所放缓。这些因素综合起来，送端省份的基地型电厂及受端省份电厂的利用小时一季度同比会受拖累，但随着第二、三产业逐步恢复运转，电力负荷将稳步回升。受部分煤矿年后暂未复产的影响，煤炭市场供给侧在一季度会短期趋紧，后期会逐步平稳。

二、对策建议

当前，我国经济正在向高质量发展迈进，多数产业步入新旧动能转换阶段，发电企业也处于绿色发展调整期、科技创新转型期。坚持供给侧结构性改革主线，坚定新发展理念，坚守初心与使命，以系统论的方法在多重目标中寻求动态平衡，无论是在疫情当期还是疫情过后，均对我们发电企业稳保供、稳增长、稳经营具有积极意义。

在不确定性环境里提升企业竞争力。发电企业面临形势的严峻性与日俱增，供给宽松、电价波动、市场化改革等成为必然趋势。根据国家发展改革委公告，2019年已实现在2018年降低一般工商业电价10%的基础上再降低10%，年均降低企业用电成本846亿元；2019年全国交易电量2.83万亿千瓦时，占全社会用电量39.23%；全国火电平均利用小时由2011年5305小时下降至2019年4293小时，总体下降1000多小时。形势倒逼变革，发电企业能做的就是在不确定性中找准自我不变的根基，提升竞争力、筑牢护城河。一是持续优化电源结构。火电方面，加快落后产能淘汰、老小关停、容量替代、技术升级，城市负荷区电厂侧重拓展供热、灵活性改造及综合能源服务，基地外送型电厂侧重先进大容量机组及煤电一体模式，全面实现煤电的清洁高效发展；新能源方面，既要持续发展优质资源地区的风光项目，有实力的发电集团还应将目光侧重向技术创新领域延伸，因为新能源的前景远远不止体现在投资新建电站的单位成本下降。相对现状而言，其真正的未来是在应用场景、连接方式、价值逻辑、电能转换效率等方面实现颠覆性变革。二是树立新营销理念。更加主动适应电力市场、主动参与规则研究，积极争取中长期、现货交易的主动权，建立适用于区网、属地、本厂的常规电量、容量补偿及辅助服务的综合收益测算模型。面对疫情期间及疫情后期形成新业态新需求的变化，充分对接新兴大用户与日俱增的电、热、气等直供需求，如医疗制药及化工供热、互联网数据中心IDC直供电、移动互联网基站及设备用电趸售需求等。加快供给方式创新，具备条件的电厂形成“产品（电、热、水、气）+ 服务”的双输出营销理念，奠定近期基础保障、中期市场化合作、长期协同共享的共生模式。三是深挖降本潜力。燃料方面，探索在安全生产、能耗技术、检修维护、经济可行等要素之间科学平衡的配煤掺烧方案；人工方面，进行机构合理优化、完善人岗匹配、培育梯队接续、健全考核激励、尽量减少外委；资金方面，为维护疫期流动性合理充裕，央行近期公开市场操作释放流动性1.7万亿元，目前普遍预期是为减轻疫期对经济的影响程度，接下来会推动贷款利率有所下调。发电企业可择机进行合理的贷款置换、权益融资等，有利于降低财务成本与负债率；同时更加注重现金流管理，提升风险抵御能力。

对于生产运行技术基本成熟、经历煤炭几轮上涨周期的发电企业来说，虽然精益化程度还要进一步提升，但降本空间也极为有限，需在量变不足时寻求质变。长远来看，提升发电企业竞争力的关键切入点在于加快数字化与电力生产的深度融合，在无人少人值守、智能检测检修、生产链条物联、精准测算报价、智慧供电供热、综合能源服务等环节逐步实现由研发、转化到普遍应用，为传统能源赋能。

在经济下行压力中提升产业协作力。虽然我国经济正处于三期叠加的阶段，加之外部环境复杂严峻，经济下行压力加大，但我国发展仍处于并将长期处于重要战略机遇期。高度的产业分工与协作的社会生产模式早已使各行业各企业形成“你中有我、我中有你”的生态关系，抱团取暖才能共克时艰。一是互惠。如火电企业，加强与电、热用户，与设备商、科研院所等形成更紧密互惠关系。以煤企电企交叉持股、合资设立坑口电厂、燃料购销战略长协、因地制宜重组整合等方式开展煤电联营。与铁路、船航、港口等运输部门开展更精准合作。二是协作。如新能源项目建设方面，在一季度可能会受延迟开工影响并网时间，在二、三季度又可能因集中复工而导致施工单位、劳务用工、设备供货、建设资金等供应紧张等局面。这就需要业主单位做好预案、主动应对，与股东方、施工方、设备商、金融机构、电网接入部门等做好协商衔接、充分协同协作，保障项目建设有序开展。三是支持。加强与政府沟通，获得理解与支持，把握政策细节。困难电企主动与主管部门沟通，积极争取合理的政策性减税降费及专项补贴。

三、展望

风物长宜放眼量。未来能够实现领军、领先、典范的世界一流发电企业，不仅仅是规模型发电企业，而是在规模基础上构建的科技型发电企业。当然这也不是发电行业仅靠自己所能完成的，需要多领域共同努力。结合我国资源禀赋、地缘经济特征、电力行业所处发展阶段，需要努力的方面还很多。一是对于电源结构调整，重点是科学发展新能源，难点是优化煤电角色定位。二是对于电能效率提升，数字化融合是必然出路，产-学-创-研-用贯通是具体路径。三是对于未来商业模式，发电企业在纵向形成协同合作、横向搭建开放共享，探索平台化、生态化的电力新业态。四是对于电力市场改革，环节上需对电力市场在制度、主体、规则、技术上进一步完善，思路上要充分把握基于电力产品特殊属性上的基础保障与市场化之间的统筹平衡。五是对于源网荷互联融合，电力体制项下的电源、电力市场、用户与电网等各主体间需更加动态融合、要素匹配、传导畅通，共同实践国家能源安全新战略。

依托于我国完善的工业体系、庞大的电力消费市场、再电气化的远大前景，在进一步发挥制度优势并贯彻新发展理念、注重能源与生态的系统共生、以数字化融合为突破、加强协同协作与开放共享等方面持续发力，发电企业必将为建设美丽中国奉献新能量。

原文首发于《电力决策与舆情参考》2020年第5、6期